Informe Anual CENACE 2020

800,0 700,0 600,0 500,0 400,0 300,0 200,0 100,0 0,0 Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic. Ene. 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,2 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 10,7 379,1 81,0 200,9 27,2 0,0 0,0 0,0 0,0 DAULE PERIPA 0,0 0,0 0,0 1,7 370,5 140,0 165,1 33,1 0,0 0,0 0,0 0,0 MAZAR 32,4 AM ALUZA 18,2 AMALUZA MAZAR DAULE PERIPA Figura 1.23 Comport amient o de los vert imient os en los embalses Amaluza , Mazar y Daule Peripa En total se por los vertederos, se evacuaron 1.460 Hm3 de los cuales el 50,1% pertenece a Mazar y el 49,9% a Amaluza. Analizando en función de la capacidad de sus embalses en Amaluza se registraron vertimientos equivalentes a 10,4 veces su embalse; y, en Mazar equivalentes a 2,4 veces su embalse. 1.7. GESTIÓN DE MANTENIMIENTOS EN EL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO - S.N.I. 1.7.1. PRINCIPALES MANTENIMIENTOS EN EL S.N.I. En 2020 se registraron 4.453 mantenimientos en elementos del S.N.I., de las cuales: el 60 % (2.664) corresponde a mantenimientos programados, el 27% (1.195) corresponde a mantenimientos emergentes y el 13% (594) a mantenimientos sin número de registro. En relación al 2019, se ha producido un decremento del 5% (242) de mantenimientos consignados en el 2020. Informe Anual 2020 Página 50 de 209

1.492 TOTAL, MANTENIMIENTOS 4.453 565 573 500 294 327 Transmisión 2 12 32 62 CENACE Distribución Generación Interconexión Programado Emergente TOTAL, MANTENIMIENTOS 13,34% Programado 26,84% 59,82% Em ergen te Sin Número Registro Transmisión Distribución Generación Interconexión CENACE Transmisión Distribución Generación Interconexión CENACE 2019 Em ergen te 2020 Programado Sin Número Registro Figura 1.24 Mant enimient os en element os del S.N.I., 2020 En 2020 se registró un total de 100% de cumplimiento del plan anual de mantenimientos de generación; para lo cual, se muestra a continuación el cumplimiento del mismo. Informe Anual 2020 Página 51 de 209

40 120% 100% 100% 100% 100% 100% 30 100% CUMPLIMIENTO 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 20 ANUAL 10 20 29 25 20 15 18 26 30 14 25 33 30 0 80% Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic. Figura 1.25 Cumplimient o del plan anual de mant enimient os de generación, 2020 En 2020, se registró un total del 76,81% de cumplimiento del plan anual de mantenimientos de transmisión; para lo cual, a continuación, se muestra el cumplimiento del mismo. 70 120,00% CUMPLIMIENTO 82,54% 89,23% 60 87,50% 94,12% 58,18% 91,30% 90,00% 86,96% 50 80,00% 76,81% 40 33,33% 68,00% 70,00% ANUAL 30 45,45% 40,00% 20 10 50 63 65 55 46 25 0,00% Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic. 23 16 10 11 33 17 0 Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Figura 1.26 Cumplimient o del plan anual de mant enimient os de t ransmisión, 2020 En la Figura 1.27 se puede observar el indicador de horas de ejecución de mantenimientos que presentaron desconexión de carga. A continuación, se presentan los principales mantenimientos: Informe Anual 2020 Página 52 de 209

346,4 146,4 129,3 72,8 64,2 30,7 24,4 22,6 21,7 17,3 17,0 13,8 12,0 7,3 6,7 4,5 2,0 1,8 Figura 1.27 Mant enimient os de dist ribuidoras con des conexión de carga (horas), 2020 1.7.2. TOTAL DE MANTENIMIENTOS POR UNIDAD DE NEGOCIO DE GENERACIÓN De los 1.666 mantenimientos ejecutados en generación (573 programados, 500 emergentes y 593 sin número de registro), el 53% (883) corresponden a CELEC EP y del 47% restante a la Empresa Eléctrica Ambato con el mayor número de mantenimientos (150). El total de mantenimientos, corresponde a mantenimientos programados, emergentes y sin número de registro. CNEL EP GUAYAS LOS RIOS CNEL EP MANABI CNEL EP SANTA ELENA CNEL EP MILAGRO CNEL EP SUCUMBIOS E.E. CENTRO SUR CNEL EP EL ORO CNEL EP LOS RIOS CNEL EP ESMERALDAS E.E. COTOPAXI CNEL EP SANTO DOMINGO E.E. QUITO E.E. RIOBAMBA E.E. AZOGUES E.E. REGIONAL NORTE E.E. REGIONAL SUR CNEL EP GUAYAQUIL E.E. AMBATO Informe Anual 2020 Página 53 de 209

ENERMAX 3 C.H. HIDROVICTORIA 3 ECOLUZ 4 E.E. COTOPAXI 6 C.H. SIBIMBE 7 H. SAN JOSE DE MINAS 8 C.H. SIGCHOS 9 C.E.M. IPNEGAL 10 C.H. SAN JOSÉ DE… 12 HIDROSIERRA 15 EPAA 16 HIDROPERLABÍ 17 C.H. SAN BARTOLO 17 ECUAGESA 18 EMAC-BGP ENERGY CEM 19 C.H. NORMANDIA 21 C.T. GENEROCA 24 C.H. HIDROALTO 25 EPMAPS 26 ELITENERGY S.A. 31 CNEL EP 31 E.E. RIOBAMBA 33 C.H. ABANICO 33 E.E. QUITO 54 ELECA UST RO 61 E.E. REGIONAL SUR 61 E.E. REGIONAL NORTE 65 E.E. AMBATO 150 CELEC EP 883 Figura 1.28 Tot al de mant enimient o por unidad de negocio de generación, 2020 1.7.3. TOTAL DE MANTENIMIENTOS POR EMPRESA DE GENERACIÓN CELEC EP registra883 mantenimientosejecutados; de los cuales, el 24,12% corresponden a la Unidad de Negocio Coca Codo Sinclair, el 16,76% a la Unidad de Negocio Termomanabí, el 11,44% a la Unidad de Negocio Electroguayas y el 9,17% a la Unidad de Negocio Sur. Informe Anual 2020 Página 54 de 209

U.N. COCA CODO SINCLAIR 213 U.N. TERMOMANABÍ 148 U.N. ELECTROGUAYAS U.N. TERMOPICHINCHA 101 93 U.N. SUR 81 U.N. HIDROAGOYÁN 62 55 U.N. GENSUR 42 U.N. HIDRONACIÓN 41 U.N. TERMOESMERALDAS 41 U.N. TERMO GAS MACHALA U.N. HIDROAZOGUES 6 Figura 1.29 Tot al de mant enimient os por Unidad de Negocio de CELEC EP, 2020 La central que registra mayor número de mantenimientos de CELEC EP es la Unidad de Negocio Coca Codo Sinclair con 242 mantenimientos ejecutados. La central Jaramijó perteneciente a CELEC EP Unidad de Negocio Termomanabí, registra 50 mantenimientos ejecutados. En la Figura 1.30 se presenta un resumen de las empresas con mayor número de mantenimientos. 194 75 56 19 17 Coca Codo Sinclair Manduriacu Jaramijó Miraflores Manta 2 U.N. COCA CODO SINCLAIR U.N. TERMOMANABÍ Figura 1.30 CELEC EP con mayor número de mant enimient os, 2020 Informe Anual 2020 Página 55 de 209

1.7.4. TOTAL DE MANTENIMIENTOS POR EMPRESA Y ELEMENTOS DE TRANSMISIÓN De los 1.820 mantenimientos ejecutados, el 69,89 % (1.272) corresponden a campos de conexión, el 8.90 % (162) a transformadores, el 8,24% (150) a l íneas de transmisión, el 6,10% (111) a subestaciones, el 3,02% (55) a barras, el 2,36% (43) a elementos de compensación, y el 1,48% (27) a equipos y sistemas de transmisión. Equipos y Sistemas Barras 2% Capacitores 2% 3% T ransfo rm ado res 9% Subestaciones 6% LÍneas de transmisión 8% Campos de conex ión 70% Figura 1.31 Tot al de mant enimient os por element os de t ransmisión, 2020 El 95,91% (1.759) de los mantenimientos en el Sistema Nacional de Transmisión fueron realizados por CELEC EP Unidad de Negocio TRANSELECTRIC y el 4,09% (75) por otros participantes del sector eléctrico. CELEC EP - SU R CELEC EP - HI DROSANBARTOLO 0,16% S.A. HI DROAGOYÁN 0,11% 0,16% SI STEMA PERU ANO CELEC EP - COCA 0,16% CODO SI NCLAI R ELECTROQU I L 0,38% 0,33% CELEC EP - CELEC EP - CELEC EP - TRANSELECTRIC ELECTROGU AYAS GENSU R 95,91% 0,44% 0,05% Ot ros CELEC EP - HI DRONORMANDIA 4,09% 0,16% HI DRONACION ELI TENERGY 0,11% 0,38% SI STEMA E.E. QU ITO 1,04% COLOMBI ANO 0,60% Figura 1.32 Mant enimient os en el SNT, 2020 Informe Anual 2020 Página 56 de 209

1.7.5. TOTAL DE MANTENIMIENTOS POR EMPRESA DE DISTRIBUCIÓN En las empresas de distribución se ejecutaron un total de 859 mantenimientos, el 87,43% (751) corresponden a la unidad de negocio CNEL EP y el 12,57 % a otros participantes del sector eléctrico. E.E. QUITO E.E. CENTRO SUR 2,79% 3,38% CNEL EP E.E. REGIONAL 87,43% SUR 0,58% E.E. AM BATO 1,40% E.E. REGIONAL NORT E 0,70% E.E. AZOGUES 0,70% E.E. RIOBAM BA 2,21% E.E. COTOPAXI 0,81% Figura 1.33 Tot al de mant enimient os por empresa de dist ribución, 2020 En la Unidad de Negocio Guayaquil de CNEL EP, se registra el mayo r número de mantenimientos: 33,4% (251). U.N. GUAYAQUIL 251 U.N. GUAYAS LOS RÍOS 232 U.N. MANABÍ 66 U.N. SANTA ELENA 59 51 U.N. MILAGRO 22 U.N. ESMERALDAS 21 18 U.N. LOS RÍOS 16 U.N. SUCUMBÍOS 15 U.N. EL ORO U.N. SANTO DOMINGO Figura 1.34 Tot al de mant enimient os por unidad de negocio de CNEL EP Informe Anual 2020 Página 57 de 209

1.8. GESTIÓN DE EVENTOS Y FALLAS REGISTRADOS EN EL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO - S.N.I. 1.8.1. FALLAS REGISTRADAS EN EL S.N.I. En 2020, se registraron 2.919 salidas forzadas en elementos del S.N.I., de los cuales, el 65,7% (1.919) corresponde a generación, el 15,4% (449) a distribución y el 18,9% (551) a transmisión. A nivel de transmisión, el máximo valor de salidas forzadas se registra en líneas de transmisión con 256 disparos, que representan el 8,8%, seguido de campos de conexión con el 5,7% (166 disparos), transformadores con el 2,9% (85), elementos de compensación con el 1,2% (34) y, el 0.3% que corresponden a disparos de barras (10), valores calculados con respecto al total de salidas forzadas. DI ST RI BU CI ÓN L. TRANSMI SI ÓN 449 256 2.919 Otros PU NTOS FALLAS 551 CONEXI ÓN GENERACI ÓN BARRAS 166 1.919 10 TRANSFORM ADOR 85 E. COMPENSACI ÓN 34 Figura 1.35 Salidas forzadas por element os del S.N.I., 2020 En noviembre, se registró la mayor parte de las salidas forzadas de elementos del S.N.I. (339); de las cuales, el 78,8% se registraron en centrales de generación (incluida la salida de generación del sistema colombiano que provocaron una variación de frecuencia de +/- 0,2 Hz), el 12,4% en elementos del sistema nacional de transmisión (contabilizado de acuerdo a lo establecido en la Regulación CONELEC 003/08 “Calidad del transporte de electricidad y del servicio de transmisión y conexión en el sistema nacional interconectado”)y, el 8,8% corresponde a desconexiones de demanda en las empresas distribuidoras, mayores a 5 MW y que no provocaron el disparo de elementos de transmisión. En la Figura 1.36 se muestra la frecuencia de salidas forzadas por elementos de generación, transmisión y distribución. Informe Anual 2020 Página 58 de 209

339 285 275 266 271 243 246 257 218 212 165 142 123 456 78 9 10 11 12 Generación Distribución Transmisión Número Total Fallas Figura 1.36 Salida forzada por element os de generación, t ransmisión y distribución, 2020 El esquema de alivio de carga por baja frecuencia (EAC -BF) es determinado por el CENACE, el que es implementado por las empresas de distribución de electricidad, con el objetivo de preservar la operación del S.N.I., ante eventos que originan pérdida de generación y subsecuentes desbalances entre la carga y la generación, que afectan a la frecuencia del sistema. En el 2020, se registraron 2 eventos que provocaron la actuación del EAC -BF, debido a los eventos registrado en la tabla 1.11. Tabla 1.11 Event os que provocaron la act uación del EAC-BF FECHA EVENTO F R ECUEN CIA P ASOS (HZ) 07/04/2020 Disparo de los elementos asociados a la barra 58,95 3 12:36 principal de 138 kV de la subestación Pascuales 11/11/2020 Disparo de las unidades 1 y 3 de la central 59,02 4 21:24 Sopladora 1.8.2. TOTAL DE FALLAS DE GENERACIÓN En las empresas de generación del sistema ecuatoriano, se registraron 1.919 fallas, de estos eventos; el 19,4% (372)corresponden a salidas forzadas(fallas)en CELEC EP, el 6,6% (126) a la E.E. Riobamba, el 6,5% (125) a ELITENERGY.; el resto de porcentajes se muestra en la Figura 1.37. Informe Anual 2020 Página 59 de 209

HI DRONORMANDIA; 59 EMAC - BGP GENEROCA; 56 ENERGY; 62 SI STEMA COLOMBIANO; 50 HI DROSANBARTOLO E.E. REGI ONAL SUR; 49 HI DROVI CTORIA; S.A.; 63 E.E. AU STRO; 39 10 E.E COTOPAXI ; 63 ECOLU Z; 33 E.E. HI DROSI GCHOS C.A.; EPAA; 20 AMBATO; 6 HI DROPERLABI ; 66 GASGREEN S.A.; 66 33 EPMAPS; 16 CEM I PNEGAL; 26 EMELNORTE; 67 CNEL EP GU AYAQUIL; H. SAN JOSE 26 DE MI NAS; 3 HI DROTAMBO; 80 Otros; 144 ECOELECTRI C; HI DROABANICO; 100 5 ENERMAX; 20 I NGENIO SAN CARLOS; 2 EE. QU I TO; 104 HI DROSI ERRA; 24 U NACEM; 1 HI DALGO E HI DALGO; 110 CELEC EP; 372 HI DROALTO; 26 ELI TENERGY; 125 E.E. RI OBAMBA; 126 Figura 1.37 Tot al de fallas por empresa de generación, 2020 TERMOPI CHI NCHA COCA CODO 36,29% SI NCLAI R 9,95% ELECTROGU AYAS 9,41% GENSU R 1,88% HI DROAGOYAN 2,42% HI DROAZOGUES 1,61% HI DRONACION 6,72% TERM OM ANABI SU R* 7,26% 13,17% TERM OESM ERALDAS 1,34% TERMO GAS MACHALA 9,95% Figura 1.38 Tot al de fallas por unidad de negocio de CELEC EP, 20201 1(*) Contiene la información de las Unidades de Negocio de HIDROPAUTE y ENERJUBONES, las mismas que fueron absorbidas por CELEC EP - Sur. Informe Anual 2020 Página 60 de 209

Las siguientes figuras muestran la frecuencia de fallas en CELEC EP por Unidad de Negocio: TERMOMANABI Jaramijó; 7 M anta 2; 6 M iraflores ; 14 TE RMOESMER ALDAS Esmeraldas; 3 Esmeraldas II; 1 La Propicia; 1 TERMOGAS MACHALA M . Gas; 3 M . Gas 2; 34 SUR* M inas San Francisco; Sopladora; 13 Paute; 15 M azar; 5 16 HIDRONACION Baba; 7 M arcel Laniado; 18 HIDROAGOYAN San Francisco; 9 GENSUR Delsitanisagua; 6 Villonaco; 1 EL ECT ROGU AYAS Santa Elena III; 18 Trinitaria; 8 Gonzalo Zevallos; 9 COCA CODO SINCLAIR M anduriacu; 15 Coca Codo Sinclair; HIDROAZOGUES 22 Alazán; 6 M acas Dayuma Jivino 2 15 14 6 Guangopolo Jivino 1 5 5 Jivino 3 Otros; 9 40 Santa Rosa 3 Guangopolo II Payamino 46 1 Figura 1.39 Tot al de fallas de CELEC EP por unidad de negocio, 2020 Informe Anual 2020 Página 61 de 209

1.8.3. TOTAL DE FALLAS TRANSMISIÓN El análisis de las fallas contempla las instalaciones del sistema de transmisión y puntos de conexión en el Sistema Nacional de Transmisión SNT, mismas que se clasifican por elemento y origen de la falla. El procesamiento estadístico de la información y cálculo de índices está basado en la metodologíaestablecida tanto en la RegulaciónCONELEC No. 003/08, como en su procedimiento de aplicación. De los 551 registros, el 82,2% (453) corresponde a disparos de elementos de CELEC EP Unidad de Negocio TRANSELECTRIC y la diferencia a otras empresas, como se muestran en la Figura 1.40. CELEC EP - TRANSELECTRIC EE. Quito ELIT ENE RGY CELEC EP - COCA CODO SINCLAIR EL ECT ROQU IL HID RON ORM AND IA HIDROSANBARTOLO S.A. CELEC EP - TERMO GAS MACHALA EPMAPS HID ROA LT O ENERMAX CELEC EP - TERMOESMERALDAS CELEC EP - TERMOMANABI Figura 1.40 Tot al de fallas en el sistema de t ransmisión, 2020 En la figura 1.41, se muestra la estadística de disparos de elementos de transmisión conforme la metodología establecida tanto en la Regulación CONELEC No. 003/08, como en su procedimiento de aplicación. Informe Anual 2020 Página 62 de 209

34 162 Transformadores 126 Líneas de transmisión 69 kV 3 Líneas de transmisión 500 kV 113 15 Líneas de transmisión 230 kV Líneas de transmisión 138 kV 1 E. de compensación 4 Campos de conexión 69 kV Campos de conexión 230 kV 85 Campos de conexión 138 kV 2 Barras 69 kV 15 Barras 230 kV Barras 138 kV Figura 1.41 Fallas por element o en el Sist ema Nacional de Transmisión, 2020 Del total de fallas registradas el 46,5% (256) corresponde a líneas de transmisión; el 30,1% (166) a campos de conexión; el 15,4% (85) a transformadores; el 6,2% (34) a disparos de elementos de compensación; y el 1,8% (10) a barras. 1.9. ENERGÍA NO SUMINISTRADA Durante el 2020 se registró una Energía No Suministrada - ENS, de 16.285 MWh; de los cuales: el 60,7% corresponde a fallas y el 39,3% a mantenimientos. Informe Anual 2020 Página 63 de 209

16 285 MWh Figura 1.42 Energía no suministrada durante el 2020 La energía no suministrada corresponde a 5,88 horas de desconexión de la energía eléctrica total demandada del sistema (energía suministrada más energía no suministrada); con respecto al 2019, esta energía no suministrada se incrementó en 0,52 horas. En cuanto a la ENS provocada por fallas, corresponde a 3,57 horas de la energía eléctrica total demanda en el sistema; esta energía no suministrada incrementó en 0,85 horas, con respecto al 2019. 1.9.1. HISTÓRICO DE LAS HORAS EQUIVALENTES DE DESCONEXIÓN En la Figura 1.43 se muestra la evolución de los últimos 8 años de las horas equivalentes de desconexión de demanda por fallas y mantenimientos. Informe Anual 2020 Página 64 de 209

12,00 9,84 9,00 6,00 7,51 5,88 3,00 6,91 5,32 5,36 5,57 5,40 0,00 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2012 Figura 1.43 Horas equivalent es de desconexión, 2013 - 2020 2. TRANSACCIONES COMERCIALES 2.1. ADMINISTRACIÓN TÉCNICA Y COMERCIAL DE LAS TRANSACCIONES DE BLOQUES ENERGÉTICOS Conforme lo establece el artículo 20 de la Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica – LOSPEE, el Operador Nacional de Electricidad - CENACE, actúa como administrador comercial de las transacciones de bloques energéticos. Así también, con base en las atribuciones y deberes definidos en la Ley, CENACE se encarga de administrar técnica y comercialmente las transacciones internacionales de electricidad en representación de los partícipes del sector eléctrico. En este sentido, CENACE es el encargado de registrar, liquidar, administrar técnica y financieramente las transacciones comerciales entre los participantes del sector eléctrico e interconexiones internacionales de electricidad; además de controlar los movimientos financieros del sector, procurando el desarrollo permanente del mercado eléctrico. CENACE, como representante de los partícipes del sector eléctrico frente a las Transacciones Internacionales de Electricidad – TIE es el “Administrador del Mercado Ecuatoriano” quien, desde al año 2003 mantiene suscrito un acuerdo comercial con XM de Colombia, para la liquidación de manera coordinada de las Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo, así como para las actividades de administración, facturación, cobro y pago de las garantías y de las transacciones por parte de los Administradores de Mercado, todo ello enmarcado en la Ley aplicable. Informe Anual 2020 Página 65 de 209

Figura 2.1 Circuit o Transaccional Técnico-Económico En el circuito transaccional técnico – económico, las transacciones comerciales son el último proceso, que luego de la operación en tiempo real determinan las remuneraciones y pagos que deben efectuarse entre las empresas participantes del mercado eléctrico por la prestación de los servicios de energía eléctrica incluyendo las Transacciones Internacionales de Electricidad. 2.1.1. PARTICIPANTES EN LA ADMINISTRACIÓN TÉCNICA Y COMERCIAL  TRANSACCIONES DE GENERACIÓN Y AUTOGENERACIÓN La liquidación de la generación de energía, se realiza en función del contrato regulado que mantiene suscrito, contrato bilateral o en el caso de la generación no convencional, la liquidación se realiza conforme la tarifa establecida en la normativa aplicable. Para el caso de la autogeneración, las transacciones que realiza en el mercado corresponden a los excedentes de energía, mismos que son liquidados en función a la tarifa establecida en los contratos regulados que mantienen suscritos con las empresas de distribución.  TRANSACCIONES DE TRANSMISIÓN El transmisor debe permitir el libre acceso de terceros a su sistema, en los términos que se establezcan en la regulación correspondiente, y el reconocimiento económico para la actividad de transmisión se la realiza sobre la base de la tarifa fija de transmisión definida por la Agencia de Regulación y Control de Energía y Recursos Naturales No Renovables – ARCERNNR, en el análisis y determinación del costo del servicio público de energía eléctrica. En 2020 se registra un único transmisor que es Unidad de Negocio TRANSELECTRIC de CELEC EP. Informe Anual 2020 Página 66 de 209

 TRANSACCIONES DE DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN La actividad de distribución y comercialización de electricidad, es realizada por el Estado, a través de personas jurídicas debidamente habilitadas. Es obligación de las empresas de distribución, expandir su sistema en función de los lineamientos para la planificación que emita el Ministerio de Energía y Recursos Naturales No Renovables, para satisfacer toda demanda de servicio de electricidad requerida dentro del área de concesión (área geográfica).  TRANSACCIONES CON GRANDES CONSUMIDORES En el mercado eléctrico ecuatoriano se registran dos grandes consumidores, Novopan y Empaqplast, los cuales iniciaron su operación como tales en febrero 2018 y abril 2019 respectivamente, al suscribir un contrato bilateral con la empresa Hidalgo & Hidalgo S.A. y Ecoluz.  TRANSACCIONES INTERNACIONALES Las Transacciones Internacionales de Electricidad - TIE, son transacciones horarias entre los mercados de corto plazo de los países interconectados por uno o más enlaces internacionales, transacciones que se encuentran en el marco de la normativa Supranacional de la Decisión CAN. En este contexto, en el mercado ecuatoriano se mantienen las TIE co n el vecino país Colombiaa través de 4 circuitos a 230 kV ubicados en la S/E Pomasqui en Ecuadorhacia la S/E Jamondino en Colombia y 1 circuito a 138 kV que va desde la S/E Tulcán en Ecuador hasta la S/E Panamericana en Colombia. Las condiciones de operación, así como los aspectos comerciales de liquidación de las mismas, se encuentran establecidas en el Acuerdo Operativo y Acuerdo Comercial, respectivamente; siendo el CENACE, el Administrador del Mercado Ecuatoriano en representación de los participantes del sector eléctrico. En el caso de Colombia, el Administrador de Mercado es XM Compañía de Expertos en Mercados. Las TIE son producto del despacho económico coordinado efectuado por los operadores de los sistemas de los países interconectados, y se originan por la diferencia de precios entre los nodos terminales de los enlaces internacionales. La coordinación de los despachos económicos entre países interconectados a través de enlaces internacionales, considera la oferta disponible y la demanda internacional, en los extremos del enlace, para la programación de los recursos de generación y transmisión de cada país; es decir, si las condiciones de precio y demanda garantizan una importación a menor costo sin poner en riesgo las condiciones operativas del sistema, se procede con la importación y en el mismo sentido con las propuestas de exportación. Con el propósito de garantizarel pago de las TIE, se establece un esquema de garantías financieras que permite al CENACE, cumplir con las obligacioneseconómicas derivadas de estas transacciones. El esquema de garantías es un prepago semanal, a través del cual el Administrador del Mercado Exportador recibe, en la semana anterior al de la operación, el monto estimado de las transacciones de la semana de operación. Para el caso de la interconexión con Perú, las transacciones se las realiza a través de contratos bilaterales suscritos entre Agentes Habilitados. Para el Ecuador el Agente Habilitado es la Corporación Eléctrica del Ecuador – CELEC EP. Informe Anual 2020 Página 67 de 209

En este contexto, los intercambios de electricidad entre ambos países están limitados a la existencia de excedentes de potenciayenergía que no sean requeridos por lospaíses para atender su demanda interna, mantener la reserva y salvaguardar la seguridad y calidad de suministro conforme la normativa aplicable. La administración técnica de los intercambios con Perú la realiza CENACE en coordinación con el COES y la liquidación comercial de los contratos bilaterales la realiza el Agente Habilitado sobre la base de la información operativa publicada por el CENACE. 2.1.2. ASPECTOS COMERCIALES DEL FUNCIONAMIENTO DEL SECTOR ELÉCTRICO El artículo 49 de la LOSPEE, establece que la compra y venta de energía eléctrica que se realice entre los participantes del sector eléctrico a través de contratos, así como las transacciones de corto plazo, seránliquidadas por el OperadorNacional de Electricidad – CENACE conforme la normativa expedida para el efecto. Con base en esta competencia, el Operador Nacional de Electricidad, determina los valores que deben cobrar y pagar cada participante del sector eléctrico en el ámbito mayorista. En este sentido se realizan transacciones comerciales a través de bloques de energía considerados en: contratos regulados; contratos no regulados; generación no convencional; mercado de corto plazo para servicios complementarios y cierre de mercado; y, transacciones internacionales de electricidad. Se denominan contratos regulados, a los contratos para la compraventa de energía eléctrica suscritos por los generadores o autogeneradores con las empresas de distribución en forma proporcional a la demanda regulada (energía para usuarios finales) de cada una de ellas, esto significa que los contratos que finalmente suscriban las empresas eléctricas de distribución con empresas de generación y autogeneración públicas y privadas, se liquidarán bajo las condiciones de precios establecidos en los contratos regulados. En este esquema comercial de participación de contratación regulada, se considera también a la generación de propiedad de la distribuidora, denominada “generación no escindida”. En cuanto a los contratos no regulados, denominados también contratosbilaterales, son aquellos contratos para la compraventa de energía eléctrica, suscritos entre los generadores o autogeneradores privados con demanda no regulada; es decir. con los grandes consumidores y los consumos propios de autogeneradores. El esquema transaccional en el ámbito mayorista, distingue también la participación de generadores no convencionales que poseen tarifa preferente, y la liquidación comercial es cubierta por todas las empresas de distribución en forma proporcional a la demanda regulada de cada una de ellas. Para la valoración económica de la producción de los generadores que poseen contratos regulados y generadores no escindidos se determina un cargo fijo y un cargo variable o costo variable de producción, considerando los siguientes criterios: a. El cargo fijo es liquidado independientemente si el generador es o no despachado por el CENACE, siempre y cuando se mantenga disponible, cuyo valor es determinado por el ARCONEL en los estudios tarifarios. b. Los cargos variables o costos variables de producción, son liquidados de acuerdo con la producción de energía eléctrica medida. Todas las transacciones comerciales que se establecen para cada uno de los participantes del sector eléctrico en el ámbito mayorista, están basadas en la Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica, y las regulaciones vigentes Informe Anual 2020 Página 68 de 209

relacionadas con los aspectos comerciales expedidas por la Agencia de Regulación y Control de Electricidad – ARCONEL hoy Agencia de Regulación y Control de Energía y Recursos Naturales No Renovables – ARCERNNR. El esquema de participación transaccional se lo puede visualizar en la siguiente figura. Generador Contratos TIE Contratos Generador Público Regulados Regulados Privado Distribuidor Estatal Contratos No Regulados Liquidación Gran Contratos No como Contratos Consumidor Regulados Regulados (excedentes) Generación Consumos Abastecimiento Autogen. No Propios de interno Privado Autogen. Escindida Contratos Regulados (excedentes) Figura 2.2 Esquema de part icipación t ransaccional en el ámbit o mayorist a 2.1.3. INGRESO DE NUEVOS PARTICIPANTES AL MERCADO ELÉCTRICO El ingreso de nuevos participantes en el mercado eléctrico está sujeto al cumplimiento de la normativa vigente para cada uno de los participantes del mercado, cuya verificación del cumplimiento normativo es de competencia del Regulador. En este contexto, una vez que el Reguladoremite su pronunciamiento de habilitacióndel nuevo participante; CENACE, conforme sus competencias procede a la inclusión de los mismos, en los procesos operativos y comerciales. El Operador Nacional de Electricidad, es quien, luego de cumplir con el proceso de ingreso para nuevas centrales de generación en apego a la normativa vigente y una vez recibida la habilitación por parte del Regulador, declara el inicio de la operación comercial de las nuevas centrales. En relación a la demanda, en el 2020 también iniciaron su participación en el esquema transaccional del sector eléctrico, nuevos puntos de Consumo Propio de los autogeneradores HIDROABANICO, HIDROALTO, HIDROSANBARTOLO, HIDROPERLABI, SAN CARLOS, HIDRONORMANDÍA, ENERMAX, ECOLUZ y ECOELECTRIC. En el Anexo 2.1 se encuentra el detalle de los consumos propios y grandes consumidores activos hasta el 2020. Informe Anual 2020 Página 69 de 209

Durante el 2020 se registró el ingreso en operación comercial de nuevas centrales de generación hidroeléctrica como son: Perlabí, San José de Minas, El Laurel, una unidad adicional de la central DUE de HIDROALTO y la central termoeléctrica Macas Provisional 2. 2.2. TRANSACCIONES DE ENERGÍA EN EL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO 2.2.1. CONDICIONES HIDROLÓGICAS Y ENERGÉTICAS En Ecuador continental se identifican dos vertientes, el Pacífico (Occidental) y el río Amazonas (Oriental). Las centrales hidroeléctricas más grandes en el S.N.I. se encuentran ubicadas en la vertiente oriental, donde la época lluviosa ocurre generalmente de abril a septiembre, mientras que la época de sequía se presenta de octubre a marzo. La capacidad total existente en centrales hidroeléctricas está constituida principalmente por 10 grandes centrales: Coca Codo Sinclair, Paute Molino, Minas San Francisco, San Francisco, Marcel Laniado de Wind, Delsitanisagua, Mazar, Agoyán, Pucará y Manduriacu, pertenecientes a CELEC EP de naturaleza pública. De estas centrales, únicamente las centrales Manduriacu y Marcel Laniado de Wind se encuentran ubicadas en la vertiente del Pacífico. Esta última, conjuntamente con Mazar, son las centrales que poseen los embalses más representativos del sistema eléctrico nacional. Tabla 2.1 Pot encia efect iva en las grandes cent rales hidroeléct ricas del S.N.I. GRANDES CENTRALES HIDROELÉCTRICAS DEL S.N.I. CEN TR AL P OTEN CIA (MW) CUENCA HIDROGRÁFICA ORIENTAL 1.500,0 C.H. Coca Codo Sinclair 1.100,0 C.H. Paute Molino 486,9 270,0 C.H. Sopladora 224,0 C.H. Minas San Francisco 180,0 C.H. San Francisco 170,0 154,0 C.H. Delsitanisagua 70,6 C.H. Mazar C.H. Agoyan 213,0 65,0 C.H. Pucará 4.433.5 CUENCA HIDROGRÁFICA OCCIDENTAL C.H. Marcel Laniado de Wind C.H. Manduriacu TOTAL Estas grandes centrales representan el 85,2% de la generación hidroeléctrica convencional y el 77,2% del total de generación del S.N.I. Informe Anual 2020 Página 70 de 209

2.2.2. PRODUCCIÓN NETA DE ENERGÍA  PRODUCCIÓN DE ENERGÍA POR FUENTE DE GENERACIÓN La energía neta total producida por las centrales consideradas en las transacciones en bloque en el 2020, fue de 26.979,96 GWh, con una participación del 89.58% de la producción hidroeléctrica, seguido de fuente termoeléctrica con el 8%, una participación del 1.49% de energía proveniente de generación no convencional y el 0.93% de importaciones internacionales de electricidad. Tabla 2.2 Generación por t ipo de producción (GWh), 2020 TIPO DE CON VEN CION AL NO TIE TOTAL (GWh) P R ODUCCIÓN CON VEN CION AL GWh % GWh % GWh % GWh % HIDRO 21.882,09 81,10% 2.286,57 8,48% - - 24.168,66 89,58% EÓLICO - - 70,49 0,26% - - 70,49 0,26% BIOGAS - - 42,52 0,16% - - 42,52 0,16% - - 0,94% - - 254,22 0,94% BI OM AS A - - 254,22 0,12% - - 33,64 0,12% FOTVOLTÁICO 33,64 S U BTO TAL 21.882,09 91,07% RENOVABLE 81,10% 2.687,43 9,96% - - 24.569,52 0,30% DIESEL 81,51 3,82% FUEL OIL 1.031,42 0,30% - - -- 81,51 2,46% 3,82% - 0,00% GAS NATURAL 663,70 2,46% - - - - 1.031,42 1,42% NAFTA - - 8,00% RES I DU O - - - - - 663,70 SUBTOTAL NO 383,02 1,42% 0,93% RENOVABLE - -- - TIES (Importación) 2.159,64 SUBTOTAL TIE - - - 383,02 - - 8,00% - - - - 2.159,64 -- - 250,79 0,93% -- - 250,79 0,93% 250,79 TOTAL 24.041,73 89,11% 2.687,43 9,96% 250,79 0,93% 26.979,96 100,00% Como se evidencia, la demanda del 2020 ha sido abastecida principalmente por el parque hidroeléctrico, gracias a las favorables condiciones hidrológicas qu e se han presentado. En el Anexo 2.2 se muestra a detalle la generación individual de cada una de las centrales. Informe Anual 2020 Página 71 de 209

17,74% Termoeléctrica; Fuentes 10,61% 30,73% 8,00% Renovables 8,39% Hidroeléctrica 1,49% 63,42% 89,58% Interconexiones 17,58% Internacionales; Eólica Biomasa Fotovolt. Biogas 0,93% 47,76% Diésel 3,77% Residuo F.Oil Gas Nat. Figura 2.3 Generación porcent ual por t ipo de producción, 2020 En enero de 2020, se produjo la mayor cantidad de generación hidroeléctrica, mientras que los meses de abril y noviembre de 2020 fueron los de menor producción hidroeléctrica, situación prevista debido a las condiciones hidrológicas presentadas en dichos meses. En relación a la producción termoeléctrica, el 47.76% de la generación se produjo con combustible fuel oil, uno de los combustibles menos costosos dentro del parque generador termoeléctrico y apenas el 3.77% se produjo con diésel. 3,77% 17,74% 47,76% Di ése l Fuell Oil Gas Natural Residuo 30,73% Figura 2.4 Producción de energía t ermoeléct rica (GWh), 2020 En tanto, que la mayor generación dentro del grupo de producción con fuentes renovables fue el generado por biomasa con el 63.42%. Informe Anual 2020 Página 72 de 209

10,61% 17,58% 8,39% Eól ica Bi om as a Fo tovo lt. Bi og as 63,42% Figura 2.5 Producción de energía con fuent es renovables (GWh), 2020 La generación más representativa. es la que abarca la Corporación Eléctrica del Ecuador - CELEC EP, que en el 2020 representó el 85,76% de toda la producción del Sistema Nacional Interconectado, este valor comprende el 77,63% de generación hidroeléctrica, 7,86% de generación termoeléctrica y el 0,26% de generación eólica. CELEC EP EÓLICA; 70,49 ; 22.921,97 0,26% 85,76% HIDROELÉCTRICA 20.751,00 RESTO S.N.I. TOTAL 77,63% 3.807,19 26.729,16 14,24% GWh TERMOELÉCTRICA 2.100,49 7,86% Figura 2.6 Producción de energía de CELEC EP (GWh), 2020 Informe Anual 2020 Página 73 de 209

 PRODUCCIÓN DE ENERGÍA POR TIPO DE NATURALEZA JURÍDICA El 90% de la electricidad producida en el país a nivel del Sistema Nacional Interconectado, es generada por centrales eléctricas que pertenecen a empresas públicas. En el Anexo 2.3 se muestra el detalle de la producción de energía por naturaleza jurídica. PRIVADA 2.761,25 10% TOTAL 26.729,16 GWh PÚBLICA 23.967,92 90% Figura 2.7 Producción de energía por nat uraleza jurídica (GWh), 2020  PRODUCCIÓN DE ENERGÍA POR TIPO DE TRANSACCIÓN COMERCIAL La energía comercializadaen contratos regulados representael 86,69% (23.068,93GWh) de la energía tranzada, el 13,31% (3.542,19 GWh) restante de energía ha sido liquidada en contratos no regulados y otras transacciones. Es preciso mencionar, que la energía importada desde Colombia y Perú a penas representa el 0,94% de toda la energía, y solamente hay valor considerable en el mes de noviembre. 100,00% 86,69% 80,00% 60,00% 40,00% 20,00% 10,10% 0,00% 0,17% 2,10% 0,94% GENERACIÓN NO GENERACIÓN NO TRANSACCIONES ESCINDIDA CONVENCIONAL INTERNACIONALES CONTR ATOS CONTRATOS NO OTRAS TRANSACCIONES REGULADOS REGULADOS Figura 2.8 Generación de energía por t ipo de t ransacción comercial (GWh), 2020 Informe Anual 2020 Página 74 de 209

 HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA NETA POR FUENTE DE GENERACIÓN El registro histórico de la producción de energía del período 2001 - 2020, se observa la tendencia creciente en concordancia con el crecimiento de la demanda, observándose una tendencia decreciente en la generación de energía con recursos térmicos desde el 2016. Esto representa un ahorro en el uso de combustibles fósiles causando efectos positivos en la balanza comercial del país y en la reducción de los impactos ambientales. Se evidencia además que desde el 2012, se presentan valores importantes de generación catalogada como No Convencional, notándose también la considerable disminución de las importaciones de energía eléctrica a partir del 2016. 24.774 27.532 26.980 21.469 22.600 22.964 23.686 18.454 19.306 20.059 14.460 15.233 16.096 16.375 17.144 GWh 11.295 11.989 12.843 13.577 10.289 10.626 7.495 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Hidroeléctrica Termoeléctrica Importación No Convencional Total Figura 2.9 Generación de energía por t ipo de producción (GWh), 1999 - 2020  HISTÓRICO DE ENERGÍA POR TIPO DE TRANSACCIÓN COMERCIAL Con la Ley de Régimen del Sector Eléctrico, (LRSE), de 10 de octubre de 1996, se establece el Mercado Eléctrico Mayorista con la participación de generadores, distribuidores y grandes consumidores que forman parte del S.N.I., así como las Transacciones Internacionales de Electricidad. En este mercado se establecen dos tipos de transacciones comerciales: las transacciones en el mercado ocasional o mercado spot y el mercado de contratos a plazo. El Mandato Constituyente N° 15 de 23 de julio de 2008, publicado en el Registro Oficial N° 393 de 31 de julio de 2008, se expide con el objetivo de cumplir con la responsabilidad del Estado sobre la prestación del servicio público de energía eléctrica bajo principios Informe Anual 2020 Página 75 de 209

de eficiencia, responsabilidad, universalidad, accesibilidad, continuidad y calidad, a través del establecimiento de normas que permitan una reforma de la estructura operativa del mercado eléctrico ecuatoriano. Una de las principales reformas fue la eliminación del modelo marginalista y una mayor participación de un mercado de largo plazo a través de contratos: contratos regulados a plazo que, como resultado de concursos públicos se suscriban entre generadores privados y distribuidores, contratos regulados a plazo que se suscriban entre generadores en los que el Estado tenga participación, sin excepción alguna, y los distribuidores; y, contratos a plazo libremente pactados entre aquellos generad ores privados y grandes consumidores que se encuentren debidamente facultados. En este contexto, en la figura 2.10 se evidencia el cambio de estructura en el funcionamiento comercial del mercado eléctrico, apareciendo en el año 2008 las transacciones a través de contratos regulados. Así también es evidente la eliminación de los contratos no regulados desde el año 2009; sin embargo, como ya se ha mencionado con anterioridad, a partir de febrero de 2018 vuelve a aparecer esta figura con el contrato suscrito entre HIDALGO &HIDALGO y NOVOPAN S.A. y en abril de 2019 con el contrato entre ECOLUZ y EMPAQPLAST. 7.495 10.289 10.626 11.295 11.989 12.843 13.570 14.460 15.233 16.096 16.375 17.144 18.454 19.306 20.061 21.471 22.600 22.964 23.686 24.774 27.532 26.980 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Contratos Regulados Contratos No Regulados Mercado Ocasional Gen. No Escindida Total Figura 2.10 Generación de energía por t ipo de t ransacción (GWh), 1999 - 2020 Informe Anual 2020 Página 76 de 209

12% 12% 76% 11% 79% 8% 36% 7% 28% 7% 16% 7% 0% 7% 8% 0% 9% 7% 4% 6% 7% 6% 9% 6% 8% 5% 6% 4% 0%10% 3% 0%11% 2% 11% 42% 7% 4% 14% 8% 9% 3% 0% 12% 2% 31% 8% 51% 88% 79% 50% 9% 37% 14% 14% 57% 51% 60% 64% 26% 74% 84% 84% 90% 88% 86% 87% 90% 89% 87% 86% 86% 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Contratos Regulados Contratos No Regulados Mercado Ocasional Gen. No Escindida Figura 2.11 Generación por t ipo de t ransacción comercial (GWh),1999 – 2020 2.2.3. DEMANDA DE ENERGÍA  DEMANDA COMERCIAL Para efectos de liquidación de las transacciones comerciales, conforme establece la normativa vigente, la liquidación mensual de las transacciones registradas en el mercado se la realiza haciendo uso de la demanda comercial de las empresas de distribución. En este contexto, la demanda comercial se refiere a la demanda de los puntos de consumo de cada una de las empresas de generación, sin considerar la generación inmersa ni los consumos propios que se encuentran en su área de concesión. Informe Anual 2020 Página 77 de 209

Consumos Propios E.E. Azogues E.E. Regional Sur 5,74% 0,29% 2,46% Grandes Consumidores 0,18% E.E. Riobamba 1,42% Resto Distribuidoras 31,48% E.E. Cot opaxi 1,99% E.E. Regional Norte 2,56% CNEL EP E.E. Ambat o 62,59% 2,81% E.E. Cent ro Sur 4,50% E.E. Quit o 15,44% Figura 2.12 Demanda Comercial, 2020 La Corporación Nacional de Electricidad - CNEL EP, abarca el mayor porcentaje de la demanda con el 62,59% de la demanda total, al tener concentradas 11 Unidades de Negocio que abastecen la energía a toda la región Costa, Oriente y una parte de la Sierra. El detalle de la demanda mensual de 2020, se encuentra en el Anexo 2.4.  CONSUMOS PROPIOS Hasta diciembre de 2020 se contabiliza nuevos puntos de consumos propios asociados a diversos autogeneradores y en diferentes áreas de concesión de las empresas eléctricas de distribución. Estos consumos propios deben ser abastecidos por sus autogeneradores; no obstante, existe ocasiones en las cuales su generación no alcanza a abastecer la demanda de los mismos, debiendo los referidos autogeneradores comprar energía en el mercado de corto plazo para abastecerlos. Actualmente, la demanda de los consumos propios representa el 5,74% de la demanda total del sistema sin considerar las exportaciones. En la Tabla 2.3 se muestra un resumen de los consumos propios del 2020. Informe Anual 2020 Página 78 de 209

Tabla 2.3 Consumos propios (MWh), 2020 AUTO GENERADOR AUTO ÁREA DE CONCESIÓN DEMAN DA % CO AZ U CAR GEN ER ADOR CON SUMOS DEMAN DA CON SUMOS ECOELECTRIC P R OP IOS P R OP IOS ECO LU Z (MWh) EM AAP -Q ENERM AX COAZA AZ O G U ES 16.449,35 23,65% ECOEA CENTRO SUR 1.733,69 2,49% HIDROABANICO ELU Z G RI OBAM BA EM AP G TOTAL 51.383,72 73,86% HIDROALTO EM AXA CNEL EP GUAYAS LOS RÍOS 69.566,76 4,92% CNEL EP GUAYAQUIL 41.812,01 HABAA CNEL EP MILAGRO 33.434,92 40,15% E.E. RIOBAMBA 17.166,60 36,99% HALTG TOTAL 22,86% CNEL EP GUAYAQUIL 0,00 E.E. QUITO 92.413,53 0,00% TOTAL 8.192,59 6,53% E.E. QUITO 26.083,57 20,65% TOTAL 34.276,15 79,35% E.E. AMBATO 20.493,59 2,42% E.E. CENTRO SUR 20.493,59 100,00% CNEL EP GUAYAS LOS RÍOS 1.685,59 1,45% CNEL EP GUAYAQUIL 1.630,86 1,46% CNEL EP MANABÍ 2.547,04 1,71% E.E. EMELNORTE 38.061,21 2,72% E.E. QUITO 2.664,16 33,06% CNEL EP SANTO DOMINGO 2,39% CNEL EP SANTA ELENA 912,19 0,76% TOTAL 67.578,27 53,00% E.E. COTOPAXI 4,20% CNEL EP ESMERALDAS 5.517,90 0,70% CNEL EP GUAYAS LOS RÍOS 832,63 8,58% CNEL EP GUAYAQUIL 25,50% E.E. QUITO 121.429,86 0,00% CNEL EP LOS RÍOS 68.627,26 3,87% CNEL EP SANTO DOMINGO 12,16% TOTAL 0,00 52,89% E.E. CENTRO SUR 10.662,81 3,03% CNEL EP GUAYAS LOS RÍOS 28.771,93 2,54% CNEL EP GUAYAQUIL 11.849,27 19,28% CNEL EP MANABÍ 145.596,91 0,26% E.E. QUITO 59,36% CNEL EP REGIONAL SUR 7.158,47 1,23% 272.666,65 21,69% 3,56% 4.538,68 0,44% 182.778,34 2.917,27 63.413,24 14.726,03 1.212,60 Informe Anual 2020 Página 79 de 209

AUTO GENERADOR AUTO ÁREA DE CONCESIÓN DEMAN DA % H I DRONORM ANDÍ A GEN ER ADOR CON SUMOS DEMAN DA CON SUMOS HIDROSANBARTOLO P R OP IOS P R OP IOS (MWh) HIDROPERLABÍ SAN CARLOS HNORG CNEL EP SANTO DOMINGO 1.077,40 0,41% CNEL EP SANTA ELENA 40.072,73 13,05% TOTAL HSBAA TOTAL 310.736,30 21,97% CNEL EP GUAYAQUIL 138.029,10 61,88% HPERG CNEL EP MANABÍ 30.542,19 13,69% SASCA CNEL EP SANTA ELENA E.E. QUITO 7.739,15 3,47% TOTAL 46.735,07 20,95% E.E. AMBATO 223.045,51 15,77% E.E. COTOPAXI E.E. CENTRO SUR 762,09 0,31% CNEL EP ESMERALDAS 544,86 0,22% CNEL EP GUAYAS LOS RÍOS 860,71 0,27% CNEL EP GUAYAQUIL 2.192,50 1,03% CNEL EP MANABÍ 41.560,22 13,75% CNEL EP MILAGRO 133.027,87 55,09% E.E. EMELNORTE 5.627,54 2,19% CNEL EP EL ORO 20.703,65 7,75% E.E. QUITO 828,04 0,31% E.E. RIOBAMBA 1.215,02 0,47% CNEL EP LOS RÍOS 39.994,92 17,56% CNEL EP SANTA ELENA 717,68 0,30% CNEL EP SUCUMBÍOS 694,92 0,28% TOTAL 614,75 0,24% E.E. QUITO 639,46 0,23% CNEL EP GUAYAS LOS RÍOS 249.984,24 17,67% TOTAL 8.202,93 78,09% CNEL EP MILAGRO 2.301,80 21,91% TOTAL 10.504,73 0,74% TOTAL 9.384,47 100,00% 9.384,47 0,66% 1.414.501,78 100,00% La demanda de los consumos propios ha llegado a valores importantes respecto a la demanda comercial de las distribuidoras, como en el caso de la Empresa Eléctrica Azogues, que en 2020 representó el 23,65%. A continuación, se presenta el porcentaje de la demanda comercial afectada al distribuidor. Informe Anual 2020 Página 80 de 209

Tabla 2.4 Demanda comercial afect ada al dist ribuidor (MWh), 2020 DISTRIBUIDOR DEMAN DA TOTAL DEMAN DA % DEMANDA COMERCIAL DEMANDA CP TOTAL DE CP EN E.E. AMBATO DISTRIBUIDOR (MWh) E.E. AZOGUES P OR RELACIÓN AL E.E. CENTRO SUR (MWh) DISTRIBUIDOR DISTRIBUIDOR E.E. COTOPAXI E.E. QUITO 692,90 (MWh) 695,35 2,83% E.E. REGIONAL NORTE 72,59 2,45 89,04 0,36% E.E. REGIONAL SUR 1.108,32 16,45 E.E. RIOBAMBA 490,94 1.117,08 4,54% CNEL EP - BOLÍVAR 3.803,94 8,76 560,11 2,28% CNEL EP - EL ORO 631,04 69,17 4.173,35 16,97% CNEL EP - ESMERALDAS 606,75 369,41 CNEL EP - GUAYAQUIL 348,88 632,78 2,57% CNEL EP - GUAYAS LOS RÍOS 96,92 1,74 607,96 2,47% CNEL EP - LOS RÍOS 1.333,59 1,21 400,98 1,63% CNEL EP - MANABÍ 615,55 52,10 CNEL EP - MILAGRO 5.199,47 96,92 0,39% CNEL EP - STA. ELENA 2.465,53 - 1.334,80 5,43% CNEL EP – STO. DOMINGO 495,52 1,22 617,74 2,51% CNEL EP - SUCUMBÍOS 1.994,40 2,19 5.581,90 22,70% 949,25 382,43 782,49 2.747,19 11,17% 704,52 281,66 508,07 2,07% 783,40 12,54 2.096,65 8,53% 102,25 996,50 4,05% 47,25 831,75 3,38% 49,26 718,27 2,92% 13,75 784,04 3,19% 0,64 TOTAL 23.176,01 1.414,50 24.590,51 100%  HISTÓRICO DE LA DEMANDA TOTAL La información histórica de la demanda de energía, permite apreciar una tendencia creciente concordante con la información antes presentada de la generación de energía. Sin embargo, para el 2020, se evidenció una disminución en la demanda nacional de energía eléctricade aproximadamente del 2.3% respecto al 2019, producto de la pandemia por el COVID-19 y las medidas de cuarentena y aislamiento decretado el Gobierno Central. Es necesario indicar que la demanda presentada en la figura 2.13 considera la demanda comercial y las exportaciones de electricidad. Informe Anual 2020 Página 81 de 209

30.000 26.579 25.975 0,2 25.000 20.856 21.940 22.331 22.903 0,18 23.901 0,16 19.459 20.000 15.441 15.791 16.575 17.744 18.601 11,20% 0,14 14.662 0,12 6,08% 13.111 6,58% 13.974 15.000 9.882 6,33% 10.906 11.565 12.360 7,05% 7,18% 0,1 10.257 7.201 4,93% 5,31% 4,96% 4,83% 4,61% 5,20% 0,08 10.000 0,06 6,04% 6,87% 2,27% 1,78% 2,56% 0,04 4,36% 0,02 5.000 3,80% 00 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Demanda (GWh) % Crecimiento Figura 2.13 Comport amient o histórico de demanda t ot al (GWh), 1999 – 2020 2.2.4. TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD Para el 2020, aproximadamente el 99,07% de la producción ha sido generada con las centrales de generación del país (26.729,16 GWh), mientras que únicamente el 0,93% (250,79 GWh) restante, ha sido cubierto por importaciones de electricidad. Por otro lado, aproximadamente el 94,84% de la demanda comercial del sistema (26.635,69 GWh), ha sido para consumo del país, mientras que el 5,16% restante corresponde a las exportaciones de electricidad.  TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD CON COLOMBIA Durante el año 2020, los valores de importación corresponden a intercambios mínimos no previstosdebido a la operación de la interconexión cerradaen modo sincrónico bajo el comando del control automático de generación, excepto en losmeses de noviembre y diciembre, donde se activaron las importaciones de electricidad por las severas condiciones hidrológicas que atravesó el país. Informe Anual 2020 Página 82 de 209

201,05 Exportación Total: 1.301,59 GWh 223,40 Importación Total: 250,79 GWh 221,35 202,06 210,06 126,70 135,33 107,68 59,31 0,15 0,01 0,02 0,03 1,90 0,18 0,05 0,15 32,74 1,01 0,01 10,29 5,25 12,66 0,99 Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic. IMPORTACIÓN EXPORTACIÓN Figura 2.14 Transacciones Internacionales de Elect ricidad con Colombia (GWh), 2020 Respecto a las exportaciones de energía en los meses de mayo y junio de 2020, se presentaron los valores más altos debido a que el parque generador tenía condiciones hidrológicas que permitieron ofertar excedentes de energía a Colombia. Es necesario mencionar que Ecuador y Colombia operan con los cuatro circuitos a 230 kV cerrados; es decir, los países están siempre interconectados; por lo tanto, permanentemente existen intercambios de energía, los cuales son denominados intercambios no previstos y son liquidados como una importación o exportación según corresponda.  TRANSACCIONES INTERNACIONES DE ELECTRICIDAD CON PERÚ Tanto las importaciones como las exportaciones de electricidad con Perú se efectúan de manera puntual en función de las necesidades de ambos países, dichas transacciones se realizan mediante la transferencia de carga de Ecuador a Perú para el caso de la importación; es decir, la carga transferida pasa a formar parte de la demanda de Perú. Para el caso de la exportación de energía, se transfiere carga desde Perú hacia Ecuador convirtiéndose así en una demanda adicional para nuestro país. Informe Anual 2020 Página 83 de 209

Exportación Total: 37,84 GWh 17,18 Importación Total: 0,00 GWh 11,53 4,06 2,95 1,61 0,51 - - - - - - Ene. Feb. Mar. Nov. Dic. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. IMPORTACIÓN EXPORTACIÓN Figura 2.15 Transacciones Internacionales de Elect ricidad con Perú (GWh), 2020 Para el 2020 no existieron importaciones de electricidad, gracias a las condiciones hidrológicas del país presentadas en la mayor parte del año ; únicamente se dieron exportaciones debido a contingencias puntuales presentadas en el sistema eléctrico peruano, lo cual permitió que se viabilicen las transacciones con el vecino país.  HISTÓRICO DE LAS TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD CON COLOMBIA En de marzo del 2003 se inician las Transacciones Internacionales de Electricidad – TIE con Colombia sobre la base del Acuerdo Comercial y Operativo suscritos entre Administradores de Mercado. Tabla 2.5 Variación de las TIE con Colombia TIE COLOMBIA (GWh) 2003-2015 2016-2020 Variación (%) -97% Importación 12.910,05 425,13 972% Exportación 361,20 3.872,06 Históricamente, las Transacciones Internacionales de Electricidad de Ecuador con el vecino país Colombia muestran una tendencia característica netamente importadora de energía eléctrica, presentándose exportaciones de electricidad eventuales. En el 2016, con el ingreso de importantes centrales hidroeléctricas tales como: Coca Codo Sinclair (1.500 MW) , Sopladora (487 MW), Manduriacu (60 MW), entre otras, se evidencia Informe Anual 2020 Página 84 de 209

un cambio en la característica de Ecuador frente a las importaciones de electricidad, 1.764,82 iniciando así una etapa que hasta el año 2020 muestra que el país ya no es netamente importador, sino que la balanza comercial se equilibra, empezando así una interacción más dinámica de importaciones y exportaciones de electricidad, al punto que en los últimos cinco años se observa que las importaciones han disminuido en un 97% comparado con las importaciones en el período 2003-2015. Por otro lado, las exportaciones se han incrementado en un 972% para el mismo periodo de análisis. Importación Total 2003-2020: 13.335,18 GWh Exportación Total 2003-2020: 4.233,26 GWh 1.757,83 1.680,94 1.608,58 1.128,72 1.294,56 1.301,59 876,59 1.076,73 797,69 662,34 824,02 509,78 456,24 43,92 378,27 67,20 34,97 1,07 37,53 236,03 28,50 46,86 45,19 250,79 38,39 6,51 18,52 16,03 20,76 9,74 8,42 194,23 5,83 106,07 233,16 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 IMPORTACIÓN (GWh) EXPORTACIÓN (GWh) Figura 2.16 Hist órico TIE Colombia (GWh), 2003 – 2020  HISTÓRICO DE LAS TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD CON PERÚ En los últimos 3 años, Ecuador ha exportado a Perú el 70,3% del total histórico de exportaciones para el periodo comprendido entre los años 2005 a 2020. Informe Anual 2020 Página 85 de 209

111,89 Importación Total 2005-2020: 289,10 GWh Exportación Total 2005-2020: 170,67 GWh 62,55 54,57 60,67 37,74 37,84 22,67 12,72 16,76 21,41 7,47 - 2,17 0,46 - 5,84 5,01 - - - - - - - - - - - - - - - 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Importación (GWh) Exportación (GWh) Figura 2.17 Hist órico TIE Perú (GWh), 2005 – 2020 2.3. TRANSACCIONES EN EL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO 2.3.1. TRANSACCIONES COMERCIALES  TRANSACCIONES COMERCIALES DE LOS PRODUCTORES Desde el lado de la producción, durante el 2020 se han liquidado un total de 751,90 millones de dólares, siendo en efecto la liquidación en contratos regulados la que presenta el mayor porcentaje con el 67.12%. Ver detalle en el Anexo 2.5. Informe Anual 2020 Página 86 de 209

68,05 68,08 71,79 64,91 62,68 62,90 65,35 62,29 59,13 57,10 54,73 54,90 MILLONES DE USD Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic. Importación Colombia Contratos Regulados Contratos No Regulados Servicios Complemen. Importación Perú Gen. No Escindida Mercado Corto Plazo Total Figura 2.18 Transacciones comerciales de los product ores en millones de dólares, 2020  TRANSACCIONES COMERCIALES DE LA DEMANDA Visto desde la demanda, consistentemente con la producción, la liquidación por contratos regulados representa el 58,38% de los valores totales, seguido de servicios complementarios, tarifa fija de transmisión y generación no escindida. Ver detalle en el Anexo 2.6. 90 4,50 3,85 80 3,16 3,52 3,57 3,59 3,47 70 4,00 M ILLONES USD 3,37 3,25 3,20 3,50 3,00 3,14 2,90 2,97 60 50 2,50 ctvsUSD 40 2,00 30 1,50 20 1,00 10 0,50 0 0,00 Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic. Contratos Regulados Contratos No Regulados Importación Colombia Exportación Perú (millones USD) Gen. No Escindida Tarifa de Transmisión Servicios Complemen. Mercado Corto Plazo USD¢/kWh Figura 2.19 Transacciones comerciales de la demanda en millones de dólares, 2020 Informe Anual 2020 Página 87 de 209

 SERVICIOS COMPLEMENTARIOS La liquidación de servicios complementarios comprende la energía vendida en el mercado ocasional (déficit de excedentes, consumo de auxiliares), generación no convencional, IVA de combustibles, regulación primaria de frecuencia (RPF) y cierre de mercado. Durante el año 2020, se liquidaron 209.74 mil lones de dólares por este concepto.  TRANSMISIÓN DE ENERGÍA El transporte de la energía eléctrica a través del Sistema Nacional Interconectado se reconoce a CELEC EP, mediante el pago de una tarifa de transmisión por la demanda máxima no coincidente del sistema, cuyo valor en el 2020 asciende a 112,59 millones de dólares. 11,00 10,75 10,68 10,50 10,00 10,18 10,18 9,91 9,50 9,00 9,50 8,50 9,38 8,00 9,43 7,50 8,89 8,00 7,81 7,88 7,00 Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic. Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Figura 2.20 Liquidación por t ransporte de energía en millones de dólares, 2020  TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD CON COLOMBIA Conforme el desarrollo de las Transacciones Internacionales de Electricidad con Colombia, al cierre del 2020 se tiene que los ingresos por exportación fueron de 55.20 millones de dólares, mismos que fueron entregados a los participantes del sector eléctrico de conformidad con la normativa vigente. Las transacciones por importación ascienden a 12.67 millones de dólares que se pagaron a Colombia por la compra de energía requerida para abastecer la demanda nacional, de acuerdo a la Figura 2.21. Producto del mecanismo de liquidación de las TIE con Colombia, establecidos en la REGULACION No. CONELEC - 004/10 “Desarrollo de las Transacciones Internacionales de Electricidad en el período de vigencia de la Decisión 720 de la Comunidad Andina” y sus modificaciones y resoluciones, se originan las denominadas Rentas de Congestión, que son valores que se originan por la diferencia en precios entre el precio de oferta de Informe Anual 2020 Página 88 de 209

la energía del mercado exportador (precio de oferta) y el precio que está dispuesto a pagar por la energía el mercado importador (precio de corto plazo). Dic. 0.003 Nov. Oct. 0,25 Sep. Ago. 0.006 Jul. 0.023 0,02 12,67 Jun. 0.008 0,07 19% May. 0.004 0,32 Abr. 0.201 55,20 Mar. 0.025 2,20 81% Feb. 3,78 Ene. 10,16 0.001 11,37 0.001 6,06 0 4,21 0.007 9,48 MILLONES USD 7,27 IMPORTACIÓN EXPORTACIÓN Figura 2.21 TIE Colombia en millones de dólares, 2020  HISTÓRICO DE TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD CON COLOMBIA Tal como se había mencionado, históricamente Ecuador ha sido un país importador de energía eléctrica, lo cual ha dado como resultado que desde el inicio de las transacciones internacionales de electricidad con Colombia en el año 2003 hasta el 2020 se haya pagado al vecino país un total de 1.121,11 millones de dólares. Informe Anual 2020 Página 89 de 209

2020 -12,7 55,20 1.122,11 2019 0.3 67,72 86% 2018 2017 4.63 5,82 2016 0.88 3,09 2015 6.07 2014 47.96 37,34 2013 95.86 2,64 2012 78.07 1,94 2011 23.99 1,11 2010 87.84 0,17 183,74 2009 69.79 2008 106.74 14% 2007 34.07 0,18 2006 65.65 0,54 2005 124.79 1,07 2004 148.55 1,82 2003 133.66 1,29 80.61 0,05 0,50 0,76 2,49 IMPORTACIÓN EXPORTACIÓN Figura 2.22 TIE Colombia en millones de dólares, 2003 - 2020 Producto de las exportaciones, Ecuador ha recibido en el mismo período, un valor total de 183,74 millones de dólares de los cuales el 71,75% corresponden a las exportaciones realizadas en los últimos cuatro años.  TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD CON PERÚ Los valores recibidos por concepto de exportación de energía eléctrica a Perú, en el 2020 ascienden a 0,27 millones de dólares. En este año, no se han presentado importaciones desde ese país. Informe Anual 2020 Página 90 de 209

0,12 0,08 0,02 0,03 0,01 0,01 - - - - Abr. May. Jun. - - Ene. Feb. Mar. IMPORTACIÓN Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic. EXPORTACIÓN Figura 2.23 TIE Perú en millones de dólares, 2020  HISTÓRICO DE TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD CON PERÚ Por efecto de las transacciones internacionales con Perú se han liquidado un total de 53,27 millones de dólares por importación y 7,51 millones de dólares por exportación. 2020 EXPORT ACI ÓN 2.33 0,27 2019 7,51 2018 0.24 0,34 2017 15.36 2016 IM PORTACIÓN 0.55 0,21 2015 53,27 0.88 - 2014 0,04 2013 1.84 - 2012 0,06 2011 2010 32.06 0,06 2009 2008 - 2007 2006 - 2005 - Informe Anual 2020 2,33 4,20 - - - - - - - - - - IMPORTACIÓN EXPORTACIÓN Figura 2.24 TIE Perú en millones de dólares, 2003 - 2020 Página 91 de 209

 BALANCE COMERCIAL DEL MERCADO ELÉCTRICO Como se evidencia en la figura 2.25 el cierre del balance comercial del 2020 asciende a 864.49 millones de dólares, correspondiendo el mayor valor a la liquidación de contratos regulados. Figura 2.25 Balance Comercial en millones de dólares, 2020  SINGULARIZACIÓN DE RUBROS Como resultado de la liquidación económica de las transacciones comerciales efectuadas en el sector eléctrico en el ámbito mayorista, se establecen los valores a cobrar y pagar por parte de los participantes del sector. Para el 2020 la liquidación económica fue de 864.49 millones de dólares, siendo los generadores en su mayoría los acreedores y los distribuidores los mayores deudores. Tabla 2.6 Singularización de rubros en millones de dólares, 2020 DEUDORES ACREEDORES / AUTO- EXPORTACIÓN DISTRIBUI- EXPORTACIÓN GRANDES GENERA- TOTAL DEUDORES CONSUMI- DORES (USD) AU T O- GENERADORES COLOMBIA DORES PERÚ DORES GENERADORES 0,25 - 38,50 - 0,00 0,00 38,74 Informe Anual 2020 Página 92 de 209

DEUDORES ACREEDORES / AUTO- EXPORTACIÓN DISTRIBUI- EXPORTACIÓN GRANDES GENERA- TOTAL DEUDORES CONSUMI- DORES (USD) GENERADORES COLOMBIA DORES PERÚ DORES IM PORTACIÓN - - 12,67 - - - 12,67 COLOM BIA DI ST RI BU I DORES 7,88 7,60 - 0,18 0,49 0,21 16,37 GENERADORES 1,10 43,21 639,69 0,01 0,02 0,09 684,12 TRANSM ISOR 7,68 4,40 100,19 0,08 0,25 - 112,59 TOTAL 16,91 55,20 791,05 0,27 0,76 0,30 864,49 La singularización de rubros (acreedor – deudor) de las transacciones económicas corresponden a:  Generadores/Autogeneradores – Generadores/Autogeneradores: Por déficit de generación de los autoproductores para abastecer la demanda de sus consumos propios, regulación primaria de frecuencia y consumo de auxiliares.  Generadores/Autogeneradores – Distribuidores: Por venta de energía para abastecer la demanda de los distribuidores, así co mo el pago de servicios complementarios.  Distribuidores - Generadores/Autogeneradores: Por rubros del mercado de corto plazo para cierre del mercado.  Generadores/Autogeneradores – Exportación Colombia/Perú: Por exportación de energía eléctrica.  Autogeneradores/Generadores – Grandes Consumidores: Por los acuerdos bilaterales suscritos y/o desvío de reactivos.  Importación Colombia/Perú – Distribuidores: corresponde a las acreencias por importación de energíadesde Colombia que deben cancelar los distribuidores para cubrir la demanda regulada.  Distribuidores/Generadores – Exportaciones: Por distribución de valores correspondientes a las exportaciones  Distribuidores – Grandes Consumidores: Por transacciones en el mercado de corto plazo debido al déficit de generación del generador/autogenerador que abastece al gran consumidor.  Transmisor – Deudores: Corresponde al valor que debe cobrar el transmisor por concepto de peaje de transmisión de energía. El total de acreencias por rubros ascienden a 864.49 millones de dólares, de los cuales el 58,38% corresponden a contratos regulados. Cabe mencionar que la liquidación de los contratos no regulados (contrato bilateral) no son liquidados por CENACE. Los rubros liquidados en el mercado eléctrico corresponden a: Informe Anual 2020 Página 93 de 209

 Asignación exportación: Resultado de las rentas de congestión debido a la exportación de electricidad.  Costo Fijo, Costo por Potencia, Costo Variable Adicional y Costo variable de Contratos Regulados: Corresponde a los valores establecidos en los contratos regulados.  Costo Fijo y Costo Variable de Generación No Escindida: Corresponde a los valores liquidados para la generación no escindida de formasimilar a un contrato regulado.  Generación No Convencional: Corresponde a la liquidación de la generación no convencional eólica, solar e hidroeléctricas calificadas como tal.  IVA de Combustible: Corresponde a los valores económicos de impuestos y tasas de los volúmenes de combustibles (bunker, diésel y nafta).  Mercado Ocasional: Corresponde a la liquidación de las transacciones de potencia y energía, no incorporadas en contratos regulados.  Regulación Primaria de Frecuencia: Corresponde a la liquidación debido al incumplimiento de las centrales para cumplir con la regulación primaria de frecuencia.  Tarifa Fija de Transmisión: Corresponde a la liquidación del cargo fijo que se debe pagar al Transmisor por uso de redes de transmisión.  Transacciones Internacionales de Electricidad: Corresponde a la liquidación de las transacciones internacionales de electricidad de corto plazo TIE. Las acreencias por tipo de transacción comercial y por rubro corresponden a lo especificado en los Anexos 2.7.  HISTÓRICO TRANSACCIONES COMERCIALES Al igual que se había mencionado respecto a las transacciones de energía eléctrica, los valores monetarios tienen la misma tendencia; es decir, se evidencia el cambio en las transacciones del mercado eléctrico a partir del 2008 con la emisión del Mandato Constituyente No.15, de acuerdo al Figura 2.26. Informe Anual 2020 Página 94 de 209

1.151 1.106 1.076 1.013 980 957 1.011 993 867 MILLONES USD 890 883 895 866 889 890 864 782 630 534 467 415 133 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Contratos Regulados Título del eje Importación Colombia Contratos No Regulados Exportación Perú Gen. No Escindida Tarifa de Transmisión Servicios Complemen. Mercado Ocasional Total Figura 2.26 Acreencias por rubro en millones de dólares, 2020 2.3.2. COSTOS Y PRECIOS EN EL SECTOR ELÉCTRICO  COSTO HORARIO DE ENERGÍA El costo horario promedio del 2020 es de 1.09 cUSD/kWh. En noviembre se registró el máximo valor del costo horario promedio de energía, durante 7 meses el costo horario fue igual a 0.25 cUSD/kWh, debido a las condiciones hidrológicas donde se encuentran ubicadas las centrales hidroeléctricas. 5,04 cUSD/kWh 2,33 1,95 1,48 0,71 0,25 0,20 0,20 0,21 0,22 0,25 0,20 Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic. Figura 2.27 Cost o horario de energía promedio mensual (cUSD/kWh), 2020 Informe Anual 2020 Página 95 de 209

 PRECIOS MEDIOS o Por transacciones internacionales de electricidad con Colombia El precio medio de importación en el 2020 fue de 5,05 cUSD/kWh, mientras que el precio medio de la exportación fue de 4,24 cUSD/kWh. 11,86 12,17 cUSD/KWh 8,15 8,80 7,09 8,23 6,77 5,74 Feb. 4,33 5,74 Mar. 3,67 3,20 3,62 5,38 4,76 Ene. 2,53 2,15 Oct. Nov. 3,69 5,09 4,59 Dic. 3,14 3,01 1,80 1,63 Jul. Ago. Sep. Abr. May. Jun. IMPORTACIÓN EXPORTACIÓN Figura 2.28 Precios medios TIE Colombia (cUSD/kWh), 2020 o Por transacciones internacionales de electricidad con Perú El valor más alto que se registra es en septiembre 2020, mes en el cual el precio medio de exportación corresponde a 1,48 cUSD/kWh. 1,48 cUSD/KWh 0,94 0,71 0,72 0,55 0,58 --- --- Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic. EXPORTACIÓN Figura 2.29 Precios medios de export ación Perú (cUSD/kWh), 2020  HISTÓRICO DE PRECIOS MEDIOS o De compra de energía en el ámbito mayorista El precio medio de compra de energía incluyendo los costos de generación y transmisión para el 2020 fue de 3,33 cUSD/kWh, siendo el valor más bajo registrado en los últimos diez años. Informe Anual 2020 Página 96 de 209

1.400 9,00 1.200 7,74 8,00 1.000 7,02 7,01 5,30 5,24 7,00 800 6,14 6,53 5,20 4,82 6,00 4,20 5,04 4,62 5,64 5,33 4,65 4,34 600 5,06 3,63 3,35 3,33 400 200 1,85 5,00 4,28 4,00 3,00 2,00 133 1,00 415 630 467 534 867 1.013 980 957 782 890 883 895 866 1.011 1.106 1.151 1.076 993 889 890 864 0 0,00 1999200020012002200320042005200620072008200920102011201220132014201520162017201820192020 Liquidación Total (Millones USD) Precio medio cUS/kWh Figura 2.30 Hist órico precios medios de compra de energía en el ámbit o mayorist a, 1999 - 2020 o De las transacciones Internacionales de Electricidad En el 2016 se registraron los precios medios más altos de la historia de las importaciones y exportaciones de electricidad con Colombia. El precio medio de importación para el periodo 2003-2020 fue de 8.41 cUSD/kWh y para exportación fue de 4.34 cUSD/kWh. Precio M edio Importación 2003-2020: 8.41 cUSD/kWh Precio M edio Ex portación 2003-2020: 4.34 cUSD/kWh 13,82 11,79 11,63 9,91 10,16 10,51 cUSD/kWh 7,14 7,95 8,45 7,76 7,49 6,68 8,75 9,87 6,79 5,55 4,74 4,37 4,80 5,05 4,64 4,84 5,13 3,90 5,85 3,84 4,24 2,12 2,66 4,14 2,50 3,71 3,10 1,59 2,18 3,37 0 0AÑO 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 cUSD/kWh - IMPORTACIÓN cUSD/kWh - EXPORTACIÓN Figura 2.31 Precios medios TIE Colombia 2003 - 2020 Informe Anual 2020 Página 97 de 209

En la Figura 2.32, se registran transacciones realizadas en los últimos cinco años conPerú, principalmente de exportaciones de electricidad. 71,87 46,39 24,62 28,66 40,70 24,55 -- 12,25 4,32 6,19 0,45 0,250,23 1,00 0,5- 7 0,7- 2 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 cUSD/kWh - Importación cUSD/kWh - Exportación Figura 2.32 Precios medios TIE Perú 2003 - 2020 2.4. TRANSACCIONES FINANCIERAS EN EL SECTOR ELÉCTRICO 2.4.1. ESQUEMA DE PRELACIONES Entre las atribuciones y responsabilidades de CENACE está el informar a las autoridades competentes los montos económicos resultantes de la aplicación del esquema de prelaciones o asignaciones para el pago de las acreencias resultantes de la liquidación comercial del sector eléctrico a nivel mayorista. El esquema de prelaciones de pago de los recursos del sector eléctrico se ha aplicado en las empresas eléctricas desde el 2009 con el propósito de asegurar un flujo de recursos que permita financiar la operación de to das las empresas eléctricas y del sistema eléctrico en su conjunto. El 16 de diciembre del 2013, a través de Oficio Nro. MEER-DM-2013-0517-OF, el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable, informa sobre el nuevo orden de prelación de pagos para el sector eléctrico, mismo que se aplica desde la facturación de noviembre de 2013. Es así que una vez concluido el proceso de liquidación mensual, CENACE comunica a las empresas de distribución el orden de prelación de pago de los recursos económicos recaudados por éstas. En el Anexo 2.8 se muestra el esquema de prelaciones vigente con una breve descripción y la metodología de cálculo. Informe Anual 2020 Página 98 de 209

79,57 69,84 70,57 69,39 67,51 69,00 67,73 69,48 67,27 63,99 62,72 64,90 MILLONES USD Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic. Figura 2.33 Valor t ot al fact urado por prelaciones en millones de dólares, 2020 En la Figura 2.33 se puede visualizar un incremento en la liquidación para noviembre de 2020 y por consiguiente los valores por prelaciones. El esquema de prelaciones contempla únicamente las obligaciones que deben cancelar las empresas de distribución por compra de energía por lo tanto si se hace una comparación con la singularización de rubros, existe diferencia ya que no se considera la regulación primaria de frecuencia ni la asignación de las exportaciones. El valor económico mensual correspondiente a los prestadores del servicio, evoluciona conforme el costo de la energía producida para cubrir la demanda del país. En el año 2020 el valor liquidado por orden de prelación asciende a 821,96 millones de dólares, siendo la de mayor valor la prelación 2D relacionada con los costos de administración, operación y mantenimiento de generación estatal con un valor de 380,32 millones de dólares que corresponden al 46.3% de participación. 2.4.2. TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD Como se ha mencionado, el Acuerdo Comercial suscrito entre Administradores de Mercado de Ecuador y Colombia (CENACE y XM) fija los términos y condiciones para la liquidación coordinada de las Transacciones Internacionales de Electricidad (TIE) de corto plazo, mismo que abarca entre otros aspectos como liquidación, garantías de pago, intercambios de información y auditorías. Informe Anual 2020 Página 99 de 209